Техника и технология бурения нефтяных и газовых скважин
.pdf
Формула (5.28) применима при c ≥ 0,7 è |
|
|||
4 3(1 − µ)2 l |
≥ |
3 |
π. |
(5.30) |
sR |
|
|||
2 |
|
|
||
В табл. 5.1 приведены предельные нагрузки для бурильной колонн, подвешенных в клиновом захвате. Расчеты выполнены для α = 9°7′45″ (уклон 1:6), tg(α + ϕ) = 0,4 и c = 1. В зависимости от типа захвата изменяются значения c è l.
6
ГЛАВА ПРОМЫВКА СКВАЖИН
При бурении скважин важнейшее значение имеют буровые промывочные растворы и технология промывки скважин. От их способности выполнять свои функции в различных геолого-технических условиях зависит эффективность буровых работ.
6.1. ТЕРМИНЫ И ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Различают физические и химические свойства бурового раствора. Физические свойства делятся на термодинамические, теплофизические, коллоидно-реологические, фильтрационные и электрические (рис. 6.1). Термины, характеризующие эти свойства, и их определения приведены в табл. 6.1.
Термины и определения, отражающие основные операции технологического процесса промывки скважины, приведены на рис. 6.2 и табл. 6.2.
Основная технологическая операция промывки скважины − прокачи- вание бурового раствора по ее стволу. Однако для выполнения этой операции необходимо реализовать вспомогательные операции: приготовление бурового раствора, его утяжеление, обработку химическими реагентами, очистку от шлама и газа и др.
Технологическое оборудование для промывки скважины (рис. 6.3) представляет ряд взаимосвязанных систем: приготовления и обработки бурового раствора, очистки его от шлама и газа, циркуляции. Каждая система включает ряд блоков и (или) несколько единиц оборудования. Эффективность работы каждого блока зависит от качества работы всех систем.
98
Рис. 6.1. Классификация основных свойств бурового раствора
|
|
|
Ò à á ë è ö à 6.1 |
Термины и определения основных показателей бурового раствора |
|||
|
|
|
|
|
|
Единица |
|
Термин |
|
физической |
Определение |
|
|
величины |
|
Плотность |
|
êã/ì3 (ã/ñì3) |
Масса единицы объема бурового раствора |
Условная вязкость |
ñ |
Величина, косвенно характеризующая гидравличе- |
|
|
|
|
ское сопротивление течению, определяемая време- |
|
|
|
нем истечения заданного объема бурового раствора |
|
|
|
через вертикальную трубку |
Касательное напряже- |
Ïà |
Величина, характеризующая сопротивление бурово- |
|
ние сдвига |
|
|
го раствора сдвигу, определяемая силой, вызываю- |
|
|
|
щей этот сдвиг и приложенной к единице поверхно- |
|
|
Ïà ñ |
сти сдвига |
Пластическая |
âÿç- |
Величина, характеризующая темп роста касательных |
|
кость |
|
|
напряжений сдвига при увеличении скорости сдвига |
|
|
|
в случае когда зависимость касательного напряже- |
|
|
|
ния сдвига от градиента скорости сдвига представ- |
|
|
|
лена в виде прямой (не проходящей через начало |
|
|
|
координат), определяемая углом наклона этой пря- |
|
|
Ïà |
ìîé |
Динамическое |
напря- |
Величина, косвенно характеризующая прочностное |
|
жение сдвига |
|
|
сопротивление бурового раствора течению, опреде- |
|
|
|
ляемая отрезком на оси касательного напряжения |
|
|
|
сдвига, отсекаемым прямой, отображающей зависи- |
|
|
|
мость касательной напряжения сдвига от градиента |
|
|
|
скорости сдвига при течении бурового раствора |
|
|
|
|
|
|
|
99 |
|
|
|
|
|
Ï ð î ä î ë æ å í è å |
ò à á ë. 6.1 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Единица |
|
|
|
|
|
Термин |
физической |
|
Определение |
|
|
|||
|
|
|
величины |
|
|
|
|
|
Эффективная вяз- |
Ïà ñ |
Величина, косвенно характеризующая вязкость бу- |
||||||
кость |
|
|
|
рового раствора, определяемая отношением каса- |
||||
|
|
|
|
тельного напряжения сдвига к соответствующему |
||||
|
|
|
|
градиенту скорости сдвига |
|
|
|
|
Статическое напряже- |
Ïà |
Величина, характеризующая прочностное сопротив- |
||||||
ние сдвига |
|
|
|
ление бурового раствора, находящегося в покое за- |
||||
|
|
|
|
данное время, определяемая касательным напряже- |
||||
|
|
|
|
нием сдвига, соответствующим началу разрушения |
||||
|
|
|
ñì3 |
его структуры |
|
|
|
|
Показатель фильтра- |
Величина, косвенно характеризующая |
способность |
||||||
öèè |
|
|
|
бурового раствора отфильтровываться через стенки |
||||
|
|
|
|
ствола скважины, определяемая количеством дис- |
||||
|
|
|
|
персионной среды, отфильтрованной через прони- |
||||
|
|
|
|
цаемую перегородку ограниченной площади под |
||||
|
|
|
|
действием определенного перепада давления за оп- |
||||
|
|
|
|
ределенное время |
|
|
|
|
Толщина |
фильтраци- |
ìì |
Величина, косвенно характеризующая |
способность |
||||
онной корки |
|
|
бурового раствора к образованию временной крепи |
|||||
|
|
|
|
на стенках скважины, определяемая толщиной слоя |
||||
|
|
|
|
дисперсной фазы, отложившейся на ограниченной |
||||
|
|
|
|
поверхности проницаемой перегородки под действи- |
||||
|
|
|
|
ем определенного перепада давления за определен- |
||||
|
|
|
− |
ное время |
|
|
|
|
Показатель коллои- |
Величина, косвенно характеризующая физико- |
|||||||
дальности |
|
|
|
химическую активность дисперсной фазы бурово- |
||||
|
|
|
|
го раствора, |
определяемая |
количеством |
вещест- |
|
|
|
|
|
ва, адсорбированного единицей массы дисперсной |
||||
|
|
|
− |
ôàçû |
|
|
|
|
Коэффициент |
коллои- |
Величина, равная отношению показателя коллои- |
||||||
дальности |
|
|
|
дальности дисперсной фазы бурового раствора к |
||||
|
|
|
|
показателю коллоидальности |
эталонной |
дисперсной |
||
|
|
|
− |
фазы бурового раствора |
|
|
|
|
Показатель |
минерали- |
Величина, косвенно характеризующая |
содержание |
|||||
зации |
|
|
|
водорастворимых солей в буровом растворе, условно |
||||
|
|
|
|
определяемая |
эквивалентным |
содержанием солей |
||
|
|
|
− |
хлористого натрия |
|
|
|
|
Водородный показа- |
Величина, характеризующая активность или концен- |
|||||||
òåëü |
|
|
|
трацию ионов водорода в буровом растворе, равная |
||||
|
|
|
|
отрицательному десятичному логарифму активности |
||||
|
|
|
|
или концентрации ионов водорода |
|
|
||
Напряжение |
электро- |
 |
Величина, косвенно характеризующая стабильность |
|||||
пробоя |
|
|
|
буровых растворов на углеводородной основе, опре- |
||||
|
|
|
|
деляемая разностью потенциалов в момент разряда |
||||
|
|
|
|
тока между расположенными на определенном рас- |
||||
|
|
|
|
стоянии электродами, погруженными в буровой рас- |
||||
|
|
|
|
òâîð |
|
|
|
|
Электрическое сопро- |
Îì |
Сопротивление бурового раствора проходящему че- |
||||||
тивление |
|
|
|
рез него электрическому току |
|
|
|
|
Показатель конси- |
Ïà |
Коэффициент |
степенной функции, отображающей |
|||||
стенции бурового рас- |
|
зависимость касательного напряжения сдвига от |
||||||
твора |
|
|
|
градиента скорости сдвига в выбранном интервале |
||||
|
|
|
− |
скоростей при течении бурового раствора |
|
|||
Показатель неньюто- |
Показатель степени функции, отображающей зави- |
|||||||
новского поведения |
|
симость касательного напряжения сдвига от гра- |
||||||
бурового раствора |
|
диента скорости сдвига при течении бурового рас- |
||||||
|
|
|
− |
твора |
|
|
|
|
Показатель |
|
седимен- |
Величина, косвенно характеризующая стабильность |
|||||
тации бурового рас- |
|
бурового раствора и определяемая количеством дис- |
||||||
твора |
|
|
|
персной фазы, отделившейся от определенного объ- |
||||
|
|
|
|
ема бурового раствора в результате гравитационного |
||||
|
|
|
Äæ/(êã °Ñ) |
разделения компонентов за определенное время |
||||
Удельная теплоем- |
Количество теплоты, необходимой для нагревания |
|||||||
кость бурового рас- |
|
единицы массы бурового раствора на один градус |
||||||
твора |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
100
Рис. 6.2. Классификационная схема промывки скважины
Ï ð î ä î ë æ å í è å ò à á ë. 6.1
|
|
|
Единица |
|
|
|
Термин |
|
физической |
Определение |
|
||
|
|
|
величины |
|
|
|
Коэффициент |
тепло- |
Âò/(ì °Ñ) |
Величина, характеризующая способность |
бурового |
||
проводности |
бурового |
|
|
раствора проводить теплоту, определяемая количест- |
||
раствора |
|
|
|
|
вом теплоты, проходящей в единицу времени через |
|
|
|
|
|
|
единицу изотермической поверхности при темпера- |
|
Термический коэффи- |
− |
|
турном градиенте, равном единице |
|
||
|
Величина, характеризующая изменение объема бу- |
|||||
циент объемного |
ðàñ- |
|
|
рового раствора с изменением температуры при по- |
||
ширения |
|
|
|
|
стоянном внешнем давлении и определяемая отно- |
|
|
|
|
|
|
сительным изменением объема при нагревании на |
|
|
|
|
|
|
1 К, отнесенного к объему бурового раствора при |
|
|
|
|
|
|
данной температуре |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Ò à á ë è ö à 6.2 |
|
Основные термины и определения для технологического процесса промывки |
|
|||||
скважины |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
Термин |
|
|
Определение |
|
||
|
|
|||||
Промывка ствола скважины |
Технологический процесс при строительстве скважины с |
|||||
|
|
|
|
использованием бурового раствора |
|
|
Приготовление бурового рас- |
Комплекс технологических операций по созданию бурово- |
|||||
твора |
|
|
|
го раствора определенного типа из исходных компонентов |
||
Смешивание компонентов буро- |
Технологическая операция приготовления бурового рас- |
|||||
вого раствора |
|
|
|
твора, заключающаяся в соединении его исходных компо- |
||
|
|
|
|
нентов |
|
|
Диспергирование |
компонентов |
Технологическая операция приготовления бурового рас- |
||||
бурового раствора |
|
|
твора, заключающаяся в измельчении его компонентов |
|||
Перемешивание бурового рас- |
Технологическая операция приготовления и обработки, |
|||||
твора |
|
|
|
заключающаяся в равномерном распределении компонен- |
||
|
|
|
|
тов в данном объеме бурового раствора и вовлечении |
||
|
|
|
|
объема бурового раствора в движение |
|
|
Дозированная подача компонен- |
Технологическая операция приготовления, |
обработки, |
||||
тов бурового раствора |
|
утяжеления бурового раствора, заключающаяся в подаче |
||||
|
|
|
|
компонентов в зону смешивания в определенном количе- |
||
|
|
|
|
стве во времени |
|
|
Обработка бурового раствора |
Комплекс технологических операций промывки ствола |
|||||
|
|
|
|
скважины, заключающийся в регулировании свойств бу- |
||
|
|
|
|
рового раствора химическими или физико-механическими |
||
|
|
|
|
методами |
|
|
Аэрация бурового раствора |
Технологическая операция обработки бурового раствора, |
|||||
|
|
|
|
заключающаяся во введении в него газообразных агентов |
||
|
|
|
|
для понижения плотности |
|
|
Химическая обработка бурового |
Комплекс технологических операций обработки бурового |
|||||
раствора |
|
|
|
раствора химическими реагентами |
|
|
Утяжеление бурового раствора |
Технологическая операция обработки бурового раствора, |
|||||
|
|
|
|
заключающаяся во введении в него утяжелителя для по- |
||
|
|
|
|
вышения плотности |
|
|
Прокачивание |
бурового |
раство- |
Комплекс технологических операций промывки ствола |
|||
ра по стволу скважины |
|
скважины, заключающийся в прокачивании бурового рас- |
||||
|
|
|
|
твора по схеме буровой насос − ствол скважины − буро- |
||
|
|
|
|
вой насос |
|
|
Подпор бурового раствора |
Технологическая операция прокачивания бурового рас- |
|||||
|
|
|
|
твора по стволу скважины, заключающаяся в принуди- |
||
|
|
|
|
тельной подаче бурового раствора в приемную линию бу- |
||
|
|
|
|
рового насоса |
|
|
Закачивание бурового раствора |
Технологическая операция прокачивания бурового рас- |
|||||
|
|
|
|
твора по стволу скважины, заключающаяся в приемке и |
||
|
|
|
|
нагнетании бурового раствора в скважину |
|
|
Очистка бурового раствора |
Комплекс технологических операций, заключающийся в |
|||||
|
|
|
|
удалении примесей из бурового раствора |
|
|
Очистка бурового |
раствора от |
Комплекс технологических операций, заключающийся в |
||||
шлама |
|
|
|
удалении шлама из бурового раствора |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
102
Рис. 6.3. Классификационная схема технологического оборудования для промывки скважины
|
|
|
Ï ð î ä î ë æ å í è å ò à á ë. 6.2 |
|
|
|
|
Термин |
|
|
Определение |
Очистка бурового |
раствора |
îò |
Технологическая операция очистки бурового раствора от |
шлама сетками |
|
|
шлама путем пропускания его через вибрирующую сетку |
Очистка бурового |
раствора |
îò |
Технологическая операция очистки бурового раствора от |
шлама в отстойниках |
|
шлама путем осаждения его в отстойниках |
|
Очистка бурового |
раствора |
îò |
Технологическая операция очистки бурового раствора от |
шлама в гидроциклонах |
|
шлама путем отделения его под действием инерционных |
|
|
|
|
сил в гидроциклонах |
Дегазация бурового раствора |
|
Технологическая операция очистки бурового раствора по |
|
|
|
|
удалению из него газообразного агента |
Регенерация компонентов буро- |
Комплекс технологических операций промывки ствола |
||
вого раствора |
|
|
скважины, заключающийся в извлечении исходных ком- |
|
|
|
понентов из бурового раствора для последующего их ис- |
|
|
|
пользования |
Замена бурового раствора |
|
Комплекс технологических операций промывки ствола |
|
|
|
|
скважины, заключающийся в замещении всего рабочего |
|
|
|
объема или его части другим буровым раствором |
|
|
|
|
6.2. ФУНКЦИИ ПРОЦЕССА ПРОМЫВКИ СКВАЖИН
Технологический процесс промывки скважин должен быть спроектирован и реализован так, чтобы достичь лучших технико-эко- номических показателей бурения. При этом главное внимание необходимо уделять выполнению основных технологических функций и ограничений (табл. 6.3).
Часто стремление к качественному выполнению процесса промывки приводит к невыполнению ограничений. В этих случаях прежде всего
решаются оптимизационные задачи, цель которых – выбрать в |
êàæ- |
дом конкретном случае экономически наиболее выгодное сочетание |
òåõ- |
нологических показателей процесса промывки, обеспечивающих минимальную стоимость скважины и достижение поставленной цели при сохранении высокого качества объекта.
Одной из функций промывки является разрушение забоя скважины. Это требование не считается обязательным, так как основную роль в разрушении забоя играет долото. Однако и промывку нельзя считать второстепенной операцией при разрушении забоя, особенно при бурении
Ò à á ë è ö à 6.3
Функции и ограничения процесса промывки скважин
Функция |
|
Ограничение |
|
|
|
Разрушать забой |
|
Не разрушать долото, бурильный инструмент и оборудо- |
|
|
вание |
Очищать забой от шлама и |
Не размывать ствол скважины |
|
транспортировать шлам на днев- |
|
|
ную поверхность |
|
|
Компенсировать избыточное |
Не приводить к поглощениям раствора и не подвергать |
|
пластовое давление флюидов |
гидроразрыву пласты |
|
Предупреждать обвалы |
стенок |
Не ухудшать проницаемость продуктивных горизонтов |
скважины |
|
|
Взвешивать компоненты раство- |
Не приводить к высоким потерям гидравлической энер- |
|
ðà è øëàì |
|
ãèè |
Сбрасывать шлам в отвал |
|
Не сбрасывать в отвал компоненты бурового раствора |
Смазывать и охлаждать |
долото, |
Не вызывать осыпей и обвалов стенок скважины |
бурильный инструмент и обору- |
|
|
дование |
|
|
|
|
|
104
рыхлых пород, когда их размыв на забое за счет гидромониторного эффек-
та высокоскоростной струей бурового |
раствора, вытекающего из наса- |
док долота, вносит не меньший вклад |
в скорость проходки скважины, |
чем механическое разрушение забоя вращающимися элементами долота. Стремясь максимально использовать кинетическую энергию вытекающей из насадок долота струи бурового раствора для разрушения забоя, часто увеличивают до предела либо гидравлическую мощность, срабатываемую на долоте, либо силу гидравлического удара струи о забой. И в том, и в другом случае пытаются реализовать необходимую подачу
буровых насосов с одновременным доведением до верхнего |
предела |
äàâ- |
||
ления нагнетания бурового раствора. В |
результате |
этого |
одновременно |
|
с интенсификацией размыва забоя часто |
отмечаются |
отрицательные |
ÿâ- |
|
ления: резкое увеличение энергетических затрат на циркуляцию, размыв ствола в интервалах неустойчивого разреза потоком в кольцевом пространстве, ухудшение условий механического разрушения забоя долотом в результате повышения забойного давления, поглощение бурового раствора в связи с возрастанием гидродинамического давления на пласты и др.
Основными функциями промывки скважин являются очистка забоя от разрушенной долотом породы и вынос шлама из скважины. Чем быстрее удаляются осколки породы с забоя потоком бурового раствора, тем эффектнее работает долото.
Для улучшения очистки забоя на практике увеличивают вязкость бурового раствора или его подачу к забою через насадки долота. Наиболее предпочтителен второй метод.
Обязательное требование к процессу промывки скважин − выполнение функции транспортировки шлама на дневную поверхность. Чем выше скорость циркуляции, плотность и вязкость бурового раствора, тем более интенсивно осуществляется гидротранспорт шлама от забоя на дневную поверхность. Поэтому регулировать скорость выноса шлама из скважины можно, изменяя подачу насосов, плотность и вязкость бурового раствора.
Для удовлетворительной очистки ствола скважины от шлама должно быть выбрано оптимальное соотношение между подачей буровых насосов, плотностью и показателями реологических свойств раствора.
Основной параметр, обеспечивающий компенсацию пластового давления на границе со скважиной, – плотность бурового раствора, по мере
увеличения которой безопасность |
проходки, как правило, |
повышается. |
||
В то же время с ростом плотности |
увеличивается давление |
на забое, по- |
||
вышается концентрация твердой |
фазы в буровом растворе, что |
может |
||
привести к заметному |
падению механической скорости проходки |
ñêâà- |
||
жины и загрязнению |
продуктивных горизонтов, а также способствует |
|||
гидроразрыву пластов.
Следовательно, плотность бурового раствора должна быть такой, чтобы совместно с другими технологическими факторами и приемами можно было обеспечить достаточное противодавление на проходимые пласты, но в то же время она не должна заметно ухудшать условия работы долота и эксплуатационные характеристики продуктивных горизонтов и приводить к осложнениям.
Плотность также является одним из основных факторов, обеспечи- вающих устойчивость стенок скважины. С ее увеличением интенсивность
105
осыпей и обвалов ствола, как правило, уменьшается, однако при этом становится все более опасным другой вид осложнений – поглощения бурового раствора. Поэтому на практике для повышения устойчивости стенок скважины регулируют одновременно плотность, показатель фильтрации, соленость бурового раствора с целью уменьшения проникновения фильтрата бурового раствора в поры породы за счет фильтрации, осмоса и др.
Важное технологическое качество бурового раствора – удержание находящихся в нем частиц во взвешенном состоянии, особенно в перерывах циркуляции. При росте реологических характеристик бурового раствора его удерживающая способность повышается. Однако при этом увели- чиваются энергетические затраты и затраты времени на циркуляцию, возникают значительные колебания давления в скважине при спускоподъемных операциях, что может стать причиной возникновения различных осложнений.
При промывке должны быть обеспечены отделение и сброс шлама на вибрационных ситах, в гидроциклонах, отстойниках и т.д. В противном случае шлам будет поступать в скважину, засорять ее и ухудшать условия работы долота. Для удовлетворительного отделения шлама от бурового раствора следует стремиться к минимизации показателей реологических свойств бурового раствора, однако при этом не должна ухудшаться его удерживающая способность.
Буровой раствор должен обладать смазывающей способностью. Смазывая поверхность труб, опоры долота, гидравлическое оборудование, раствор способствует уменьшению энергетических затрат на бурение, сокращению аварий с бурильными колоннами, что особенно важно при роторном бурении. Поэтому желательно увеличивать содержание смазочных добавок в буровом растворе. Однако при большом содержании этих добавок заметно снижается механическая скорость проходки, особенно при бурении долотами истирающего типа. Следовательно, содержание смазочных добавок в буровом растворе должно быть также оптимальным.
Охлаждение долота, бурильных труб, гидравлического оборудования способствует увеличению их долговечности и поэтому является также важной функцией промывки. Известно, что охлаждение омываемых деталей тем лучше, чем больше скорость циркуляции, ниже вязкость бурового раствора и выше его теплоемкость и теплопроводность. Однако регулирование этих показателей с целью улучшения условий охлаждения бурового инструмента и оборудования ограничено необходимостью выполнения предыдущих, иногда более важных, функций промывки скважин.
6.3. ТРЕБОВАНИЯ К БУРОВЫМ РАСТВОРАМ
Для обеспечения высоких скоростей бурения скважин к буровым растворам можно предъявить следующие основные требования:
жидкая основа растворов должна быть маловязкой и иметь небольшое поверхностное натяжение на границе с горными породами;
концентрация глинистых частиц в твердой фазе раствора должна быть минимальной, а средневзвешенное по объему значение плотности твердой фазы – максимальным;
буровые растворы должны быть недиспергирующими под влиянием
106
изменяющихся термодинамических условий в скважинах и иметь стабильные показатели;
буровые растворы должны быть химически нейтральными по отношению к разбуриваемым породам, не вызывать их набухание;
буровые растворы не должны быть многокомпонентными системами, а используемые для регулирования их свойств химические реагенты, наполнители и добавки должны обеспечивать направленное изменение каждого технологического показателя при неизменных других показателях;
смазочные добавки должны составлять не менее 10 %.
Выполнение на практике сформулированных общих требований к буровому раствору – необходимое, но не достаточное условие для достижения высоких показателей работы породоразрушающего инструмента и наилучших показателей бурения. Надо выполнять также общие требования к основным показателям бурового раствора.
6.4. БУРОВЫЕ ПРОМЫВОЧНЫЕ РАСТВОРЫ
ТИПЫ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ И УСЛОВИЯ ИХ ПРИМЕНЕНИЯ
Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из этих функций – обеспечение быстрого углубления при устойчивом состоянии ствола скважины и сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.
На рис. 6.4 приведена классификация буровых растворов, учитывающая природу и состав дисперсионной среды и дисперсной фазы, а также характер их действия.
Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливают исходя из геологических условий: фи- зико-химических свойств пород и содержащихся в них флюидов, пластовых и горных давлений, забойной температуры.
БУРОВЫЕ РАСТВОРЫ НА ВОДНОЙ ОСНОВЕ
Применение технической и морской воды в качестве бурового раствора связано в этом случае с наличием благоприятных для процесса бурения свойств. В результате использования технической и морской воды
вместо глинистого |
раствора |
проходка на долото повышается на 15– |
20 %, а механическая скорость |
проходки – на 25–40 %. |
|
Однако вода как буровой раствор имеет недостатки: в перерывах меж- |
||
ду циркуляциями |
она не удерживает шлам в скважине во взвешенном |
|
состоянии, глинистые отложения набухают, разупрочняются, снижается устойчивость ствола скважины. Поэтому применение воды как эффективного бурового раствора допустимо лишь при бурении сравнительно неглубоких скважин в твердых неглинистых породах карбонатно-песчаного комплекса, а также в гипсах и других отложениях.
Фильтрация воды в продуктивные пласты резко снижает их нефтеотдачу вследствие создания водяного барьера, образования устойчи-
107